核电厂区供热与发电量变化仿真分析

潘宏刚,张益宁,孟昭发,季爱宇,张春利

(1.沈阳工程学院 能源与动力学院,沈阳 110164;2.高捷航空机械(沈阳)有限公司,沈阳 110164;3.辽宁长鑫工程技术有限公司,辽宁 开原 112300;4.沈阳玄科建筑工程有限公司,沈阳 110000)

0 引言

1 供热方案设计

1.1 供回水温度

当地所在区域气候类型属暖温带大陆性季风气候,年温适中,四季分明,光照充足,雨热同季,在我国同纬度带属于气候条件良好的地区。当地年平均气温为 13.0 ℃,极端最高气温为31.6 ℃,极端最低气温为-9.7 ℃。全年平均气压为0.1 MPa。根据《城镇供热管网设计规范》(CJJ 34—2010)中规定:回水温度不应高于 70 ℃,为确保二级换热站及用户换热站的换热温差,确定回水温度为60 ℃。当采用以热电厂或大型区域锅炉房为热源时,设计供水温度可取 110～150 ℃。经验表明50～60 ℃供、回水温差能明显节省投资,确定供水温度为110 ℃。供回水温差为60 ℃。供热管网示意图如图1所示。

图1 供热管网示意图

1.2 供热热负荷计算

我国采用核能进行供热处于起步阶段,利用核能进行供热,供热面积为104 000 m2,供热系统仅在采暖季投运,年运行时间 136 d。在综合考虑机组运行的便捷性、厂区布置的统一性等因素下,采用机组汽机房外 7.5 m 层设置一个毗屋和除盐水厂房南侧设置一个供热首站的布置方案,选取的供热面积为厂区内建筑进行供热,设计采用每平方米供热负荷为5 W,厂区生活区供热每平方米供热负荷为9.42 W进行计算,厂区内热负荷情况如表1所示。

表1 厂区供热负荷情况

根据《民用建筑供暖通风与空气调节设计规范》(GB 50736—2012)规定,当地日平均温度小于等于+5 ℃的天数超过 90 d,属于集中采暖区。采暖期室外平均温度ta为0.7 ℃,室外采暖设计温度toh为-5.8 ℃,室内计算温度ti取为18 ℃。供热天数136 d,机组年供热小时数计算按3 264 h设计。计算得出:

采暖期最大热负荷为:

Qmax=5 200+10.4×942=15 MW

即54 000 MJ/h;设计热负荷采用Qs表示。

采暖期平均热负荷为:

Qs×[(ti-ta)/(ti-toh)]=

54 000×[(18-0.7)÷(18-(-5.8))]=

39 250 MJ/h

采暖期最小热负荷为:

Qs×[(ti-5)/(ti-toh)]=

5 400×[(18-5)÷(18-(-5.8))]=

29 500 MJ/h

采暖期全部供热量为:

Classroom scenario design is the creation of impromptu scenarios in the classroom,which can be divided into the following aspects:

Q=39 250×136×24=1.28×108MJ

采暖期设计热负荷为10.72 MW,即38 600 MJ/h。

采暖期平均热负荷为:

Qs×[(ti-ta)/(ti-toh)]=

38 600×[(18-0.7)÷(18-(-5.8))]=

28 100 MJ/h

采暖期最小热负荷为:

Qs×[(ti-5)/(ti-toh)]=

38 600×[(18-5)÷(18-(-5.8))]=

21 100 MJ/h

采暖期全部供热量为:

Q=28 100×136×24=9.16×107MJ

2 建模分析

热网加热器采用汽-水换热器,采用高温水作为采暖热负荷的供热介质;为隔绝核电站蒸汽与供热水的接触,设计采用两级换热器,防止因为蒸汽发生器泄露,污染二回路蒸汽,对居民造成辐射,产生伤害。对于104 000 m2厂区供热,采用最大热负荷,比较使用辅助蒸汽、主蒸汽和汽轮机抽汽进行供热,并研究不同供热方式对于核电站发电量的影响情况。其中供热前厂区THA工况下主蒸汽流量为6 799 t/h,发电量为1 158.023 MW。采用仿真软件对于核电进行供热前仿真建模,如图2所示。

图2 供热前建模示意图

2.1 辅助蒸汽抽汽供热

按照AP1000机组设计工况从辅助蒸汽管道上抽取蒸汽,辅助蒸汽参数为1.23 MPa,194 ℃,将辅助蒸汽引入到一级换热泵中,热网循环水回水先经热网除污器排污,通过热网循环水泵加压,然后进入热网加热器升温至 110 ℃,送到厂外,再由厂外市政循环水供水母管将此高温水送至城市二级换热站,随后送至居民家中进行供热。采用辅助蒸汽进行供热的建模如图3所示。

图3 辅助蒸汽供热建模示意图

采用辅助蒸汽进行抽汽供热,供热参数如表2所示。

表2 辅助蒸汽供热参数

2.2 主蒸汽抽汽供热

从主蒸汽管道上抽汽,其蒸气参数为5.38 MPa,268.6 ℃。采用主蒸汽抽汽蒸汽品质好,利用系数高,适用于进行大面积居民供热的情况。采用主蒸汽抽汽供热,蒸汽具有品质好,焓值高的优点。主蒸汽抽汽供热建模如图4所示。

图4 主蒸汽抽汽供热建模示意图

使用主蒸汽抽汽供热,供热蒸汽热参数如表3所示。

表3 主蒸汽供热参数

2.3 汽轮机抽汽供热

采用汽轮机抽汽供热,将供回水引入到凝汽器中,根据供热面积选择汽轮机第一级进行抽汽,汽轮机第一级抽汽进行供热改造时对于汽轮机本体结构影响较小,同时相比于高压缸其他位置进行抽汽,采用第一级抽汽高压缸末级机械效率更高。抽汽建模如图5所示。

采用汽轮机高压缸抽汽供热,供热蒸汽热参数如表4所示。

表4 汽轮机供热蒸汽热参数

3 仿真结果分析

3.1 辅助蒸汽厂区供热

由辅助蒸汽提供采暖加热蒸汽,由主蒸汽进行减温减压,供热面积为104 000 m2时抽汽量为25.453 t/h。在蒸汽发生器出口主蒸汽量不变的条件下,进入汽轮机高压缸主汽流量由供热前的 6 603.872 t/h减少为6 578.418 t/h,采暖供热会导致进入汽轮机做功的蒸汽流量减少,进而使得汽轮机出力减小。汽轮发电机的功率减少2.222 MW,减少的发电量为原一台机额定发电量的 0.19%。

3.2 主蒸汽厂区供热

在蒸汽发生器出口主蒸汽量不变的条件下,采用主蒸汽抽汽供热104 000 m2时,单台机组承担 100%热负荷时,需从主蒸汽排汽管道上抽取 33.982 t/h 的汽量,根据仿真模拟,在蒸汽发生器出口主蒸汽量不变的条件下,进入汽轮机高压缸主汽流量由供热前的6 603.872 t/h减少为6 569.890 t/h,采暖供热会导致进入汽轮机做功蒸汽流量减少,进而导致汽轮机出力降低。发电机出力与供热前相比降低4.22 MW,此抽汽量下因供热减少的发电出力为原额定发电出力的 0.36%。

3.3 高压缸抽汽厂区供热

采用汽轮机高压缸抽汽供热,供热面积为104 000 m2,从高压缸第一级抽汽量为31.893 t/h。根据仿真模拟,进入汽轮机高压缸主汽流量保持不变,从高压缸第一级进行抽汽导致进入低压缸的蒸汽量和焓值分别降低了5.749 t/h、10.317 kJ/kg,汽轮机低压缸做功蒸汽流量、焓值减少,进而导致汽轮机出力降低。发电机出力降低13.558 MW,此抽汽量下因供热减少的发电出力为原额定发电出力的 1.17%。

综上所述分别采用辅助蒸汽、主蒸汽和汽轮机抽汽进行厂区供热对于核电站发电量和因为供热减少的发电量占原本发电量的变化率曲线如图6所示。

图6 供热对于发电量影响曲线

4 结论

若机组一直处于满功率发电,为104 000 m2的厂区内部供热,通过仿真建模结果比较分析得出:采用辅助蒸汽抽汽供热减少的发电量最少,为2.222 MW,减少的发电量为原一台机额定发电量的 0.19%。若机组一直处于满功率发电,不参与调峰的状态下,在供热期间将减少发电量7.25×106kW·h;采用主蒸汽供热,根据仿真模拟,机组出力降低4.22 MW,此抽汽量下因供热减少的发电出力为原额定发电出力的 0.36%。若机组一直处于满功率发电,不参与调峰,采暖季将减少发电量1.377×107kW·h。根据仿真模拟,采用高压缸抽汽机组出力降低13.558 MW,此抽汽量下因供热减少的发电出力为原额定发电出力的 1.17%。若机组一直处于满功率发电,不参与调峰,采暖季将减少发电量4.43×107kW·h。综上所述,采用AP1000机组进行厂区供热时,采用辅助蒸汽进行供热对供热期间的发电量影响最小。